CN1621484A

CN1621484A - 无残渣压裂液的配制方法

Info

Publication number: CN1621484A
Application number: CN 200310116815
Authority: CN
Inventors: 陈紫薇; 张胜传; 唐秀群
Original assignee: Institute Of Drilling And Producing Engineeringof Dagang Oil Field Group; Dagang Oilfield Group Co Ltd
Current assignee: Drilling & Extracting Tech Ins; China National Petroleum Corp; Dagang Oilfield Group Co Ltd
Priority date: 2003-11-28
Filing date: 2003-11-28
Publication date: 2005-06-01
Anticipated expiration: 2023-11-28
Also published as: CN1285700C

Abstract

本发明涉及一种用于油气田开发过程中，压裂增产措施的一种压裂液，本发明提供一种有效方法，即利用十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐和盐水混合或十八个碳原子的脂肪酸、无机碱和盐水混合，在盐水中，这种脂肪酸盐由于形成高度缠结的杆状胶束而增加流体粘度和粘弹性，实现压裂液对粘度的要求。这种压裂液的粘度取决于胶束的性质，通过改变胶束结构可以破坏这种压裂液。当压裂液遇到烃或被地层水稀释时，便发生破胶，无残留物，以解决植物胶压裂液存在残留物的问题，减小残留物对压裂裂缝支撑带渗透率和地层渗透率造成的伤害，提高压裂增产效果。同时为压裂液配制提供一条新的途径。

Description

无残渣压裂液的配制方法

技术领域

本发明涉及一种用于油气田开发过程中压裂增产措施的一种压裂液，属于石油开发中压裂施工采用的工作液。

背景技术

现有压裂液配制技术主要采用植物胶(线性大分子)做增稠剂，在适宜条件下与交联剂进行交联，形成高分子网状结构，以实现压裂液粘度。这类压裂液的破胶必须采用化学破胶剂，破坏高分子网状结构，降低压裂液粘度，达到破胶的目的。植物胶压裂液的不足之处在于存在残留物，残留物主要来自两方面：①植物胶本身存在的水不溶物；②破胶不彻底残留的微凝胶。残留物对压裂裂缝支撑带渗透率和地层渗透率造成难以恢复的伤害，严重影响压裂增产效果。

本发明的目的在于提供一种有效方法，即利用不饱和脂肪酸盐和盐水混合或脂肪酸、无机碱和盐水混合，在盐水中，这种脂肪酸盐由于形成高度缠结的杆状胶束而增加流体粘度和粘弹性，实现压裂液对粘度的要求。这种压裂液的粘度取决于胶束的性质，通过改变胶束结构可以破坏这种压裂液。当压裂液遇到烃或被地层水稀释时，便发生破胶，无残留物，以解决植物胶压裂液存在残留物的问题，减小残留物对压裂裂缝支撑带渗透率和地层渗透率造成的伤害，提高压裂增产效果。同时为压裂液配制提供一条新的途径。

发明内容

本发明是由以下技术方案实现的：

本发明的无残渣压裂液增稠剂选用十八个碳原子的不饱和脂肪酸或不饱和脂肪酸盐组成，辅助添加剂为水溶性无机碱和无机盐组成，无机碱主要包括：NaOH、KOH、LiOH，无机盐主要包括NaCl、KCl、NH₄Cl、NaAC(乙酸钠)。

无残渣压裂液的配制方法采用如下步骤：

1、增稠剂采用十八个碳原子的不饱和脂肪酸，压裂液的配制步骤如下：

A、按照增稠剂、辅助添加剂与水的重量比准备好配制材料，即十八个碳原子的不饱和脂肪酸、水溶性无机碱和无机盐总量∶水＝1∶10～1∶50(重量比)，其中十八个碳原子的不饱和脂肪酸、无机碱、无机盐的摩尔比为：十八个碳原子的不饱和脂肪酸∶无机碱∶无机盐＝1∶286∶1571～1∶8.2∶14；

B、将水溶性无机碱和无机盐在搅拌条件下加入水中，使其完全溶解，配制成基液；

C、在搅拌条件下向基液中加入十八个碳原子的不饱和脂肪酸，搅拌至旋涡闭合，配制出无残渣压裂液。

2、增稠剂采用十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐，压裂液的配制步骤如下：

A、按照增稠剂、辅助添加剂与水的重量比准备好配制材料，即十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐和水溶性无机盐总量∶水＝1∶10～1∶50(重量比)，其中十八个碳原子的不饱和盐与水溶性无机盐的摩尔比为：十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐∶水溶性无机盐＝1∶12.6～1∶6.2

B、水溶性无机盐在搅拌条件下加入水中，使其完全溶解，配制成基液；

C、搅拌条件下向基液中加入十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐，搅拌至旋涡闭合，配制出无残渣压裂液。

本发明的优点：

1、不需加入任何高分子聚合物，其粘度可满足压裂施工的需要。

2、不需加入任何化学破胶剂，破坏胶束结构可以破坏这种压裂液，压裂液的破胶存在两种机理：①压裂液遇到地层水稀释破胶；②压裂液遇到烃液则破坏其带电结构而破胶，在对油气井的压裂实施时，总会遇到一种情况或两种情况同时存在，在地层条件下可完全破胶；

3、由于配制时无需加入高分子聚合物并且不需要交联，不仅避免了高分子聚合物本身存在的水不溶物同时也完全解决了由于破胶不彻底存在微凝胶而对地层和裂缝支撑带渗透率造成伤害；

4、无残渣压裂液是基于粘弹性表面活性剂的液体，压裂液破胶后，①破胶液具有低的表面张力，易于返排，现场实施表明无残渣压裂液的返排率(94.1％)明显高于植物胶压裂液(40％)；②破胶液中含有一定浓度的表面活性剂，遇到原油后易形成水包油的乳化液，能够有效降低稠油的粘度，且破胶液具有低的界面张力，油水易于分离，适用于稠油油藏的压裂改造；

5、无残渣压裂液具有良好的防膨效果，不需另加入防膨剂。

6、配制工艺简单易行，可实现压裂液的连续配制，有效降低了现场作业的劳动强度和生产成本。

具体实施方式

实施例1：

1、在300mL水中加入6克NaOH和13.5克KCl，搅拌，使之充分溶解，形成无残渣压裂液基液；

2、在高速搅拌条件下向300mL基液中加入15克十八个碳原子的不饱和脂肪酸，搅拌至旋涡闭合，60秒内可形成粘度在60～150mpa.s(毫帕秒)的无残渣压裂液。

实施例2：

1、300mL水中加入12克KCl，使之充分溶解，形成无残渣压裂液基液；

2、在高速搅拌条件下向300mL基液中加入5克十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐，搅拌至旋涡闭合，60秒内可形成粘度在50～160mPa.s(毫帕秒)的无残渣压裂液。

针对实施例1的效果试验：

无残渣压裂液性能测试参照标准SY/T 5107-1995《水基压裂液性能评价》执行。

(1)粘温性能(实验仪器是德国HAAK RV30旋转粘度计)

图1无残渣压裂液粘温性能曲线

表1.无残渣压裂液粘温数据表

温度，℃	30	40	50	60	70	80	90
温度，℃	30	40	50	60	70	80	90	压裂液粘度，mPa.s	130	189	240	296	237	115	55

(2)无残渣压裂液热稳定性能(实验仪器是德国HAAK RV30旋转粘度计)

图2无残渣压裂液剪切稳定性曲线

综合分析图2可知，无残渣压裂液具有优良的热稳定性能。

(3)压裂液的流变性能(实验仪器是德国HAAK RV30旋转粘度计)

图3无残渣压裂液粘度随剪切速率变化曲线

压裂过程中，要求压裂液具有高的悬带支撑剂的能力，及优良的抗剪切能力。图3是无残渣压裂液粘度随剪切速率变化的曲线。图中有两条曲线，分别是该压裂液随着剪切速率由低到高和由高到低时的粘度变化曲线，从图中可看出上述两条曲线几乎重合。图3说明了无残渣压裂液在经过高剪切破坏后，粘度能够迅速恢复，充分满足了压裂工艺对压裂液流变性的要求。由于在压裂施工时当压裂液通过井筒和炮眼时，处于高剪切条件下，而当压裂液进入地层后在裂缝中又处于低剪切条件下，这就要求压裂液有良好的剪切恢复性才能具有适当的粘度携带支撑剂。而无残渣压裂液具有良好的剪切恢复性，可满足压裂施工的需要。

(4)无残渣压裂液的破胶和水化性能

无需加入任何化学破胶剂即可破胶是无残渣压裂液最显著特征之一。无残渣压裂液的破胶存在两个机理：与烃(油、气)接触或被地层水稀释。由于压裂井里总有一种或两种情况存在，不需要另加破胶剂。产出的油、凝析油或纯气体影响压裂液中的带电环境，使液体破胶；在地层水的作用下，液体因稀释降低了粘度。

我们在室内对无残渣压裂液破胶、水化性能进行了测试，实验结果如下(测试条件：毛细管粘度计、表面张力仪；温度：30℃：破胶时间2～5分钟)

●破胶性能

a、以水稀释破胶(水为自来水)：实验结果如表2所示。

表2无残渣压裂液破胶液粘度和表面张力数据表

加水量压裂液∶水(体积比)	破胶液粘度mPa.s(毫帕秒)	表面张力mN/m
加水量压裂液∶水(体积比)	破胶液粘度mPa.s(毫帕秒)	表面张力mN/m	4∶1	33.76	26.5
2∶1	17.89		4∶1	33.76
2∶1	17.89	3∶2	5.69
1∶1	2.37	3∶2	5.69
1∶1	2.37	注：压裂液未破胶时粘度为137mPa.s.

b、与烃接触破胶，试验结果见表3。

表3无残渣压裂液破胶液粘度表

压裂液量(毫升)	烃加入量(毫升)	破胶液粘度mPa.s	表面张力mN/m
压裂液量(毫升)	烃加入量(毫升)	破胶液粘度mPa.s	表面张力mN/m	100	煤油10	1.47	26.3
原油10	1.43				煤油10	1.47
原油10	1.43	注：压裂液未破胶时粘度为137mPa.s.

●无残渣压裂液残渣含量的测定

1、与水破胶后的破胶液呈透明略带乳白色的液体，经30分钟、3000转/分钟离心后，液体不分层，无沉淀出现，无固相，过滤无残渣。

2、与烃接触破胶后残渣含量的测定

在试验中我们选择的烃为煤油和原油。当无残渣压裂液中滴入煤油或原油后，静置或轻微搅拌均可，明显可看到压裂液体系发生变化，最后油水分层，压裂液破胶，过滤无残渣。

试验结果表明，低的水化液粘度和几乎为零的残渣含量充分显示无残渣压裂液的清洁程度。

(5)无残渣压裂液的伤害性能

●无残渣压裂液对基质伤害情况测试

实验仪器：岩心试验流动仪。测试温度：室温；岩心恢复时间4小时。

a、以水为试验介质：实验结果如表4所示

表4无残渣压裂液对岩心伤害率数据表

项目	岩心号			备注
	岩心号			备注	1#	2#	3#	羟丙基瓜胶压裂液的伤害率为35％以上。
	原始渗透率，μm²	0.927×10^-3	5.000×10^-3	20.100×10^-3	1#	2#	3#
恢复渗透率，μm²	原始渗透率，μm²	0.927×10^-3	5.000×10^-3	20.100×10^-3	0.750×10³	3.900×10^-3	16.010×10^-3
恢复渗透率，μm²	伤害率，％	18.4	22.0	20.0	0.750×10³	3.900×10^-3	16.010×10^-3
平均伤害率，％	伤害率，％	18.4	22.0	20.0	20.1

b、以油为试验介质：实验结果如表5所示。

表5无残渣压裂液对岩心伤害率数据表

项目	岩心号
	岩心号			4#	5#	6#
	原始渗透率，μm²	0.69×10^-3	10.02×10^-3	4#	5#	6#	12.90×10^-3
恢复渗透率，μm²	原始渗透率，μm²	0.69×10^-3	10.02×10^-3	0.558×10^-3	8.02×10^-3	10.70×10^-3	12.90×10^-3
恢复渗透率，μm²	伤害率，％	19.1	20.0	0.558×10^-3	8.02×10^-3	10.70×10^-3	17.1
平均伤害率，％	伤害率，％	19.1	20.0	18.7			17.1

综合分析表4、表5中的数据发现，该压裂液不论在油层或水层中对岩心都有较低的伤害率。

●无残渣压裂液对支撑带的伤害率

图4压裂液伤害对比曲线

实验仪器：CDLY-96导流能力实验仪。测试温度：室温

实验结果见图4。图4所绘制的是无残渣压裂液、常规压裂液对支撑带导流能力的伤害情况对比曲线。

压裂液对裂缝支撑带伤害实验全过程共计500分钟，其中恢复实验400分钟。从图中可看出曲线的第I阶段为通入蒸馏水的阶段，测试支撑带对蒸馏水的导流能力和渗透率，在这一段支撑带对蒸馏水的导流能力基本不变；曲线第II段为挤入压裂液阶段，在该阶段无残渣压裂液挤入的为压裂液，而常规压裂液由于在该试验条件下无法破胶，所以测试的是常规压裂液的水化液对裂缝支撑带的伤害率，由曲线的最低点可看出，常规压裂液的伤害高于无残渣压裂液；曲线的第III段为支撑带导流能力恢复阶段。分析曲线1、2可知，无残渣压裂液导流能力均恢复了93.1％。而常规压裂液仅恢复了原有导流能力的54.7％。就是说，对同样的压裂支称裂缝，用无残渣压裂液施工其裂缝的导流能力是用常规压裂液施工裂缝导流能力的1.7倍。

经过研究分析发现，无残渣压裂液无论对基质或是对裂缝支撑带均有较低的伤害率，远低于常规压裂液。无残渣压裂液伤害性能的测试有力的证明了该压裂液的低伤害特性。

(6)压裂液对稠油的降粘试验

表6原油降粘实验数据表

温度，℃	40	50	60	70
温度，℃	40	50	60	70	原油粘度，mPa.s	19497	6106	3107	1714
加入压裂液后原油粘度，mPa.s	50	31	31	6	原油粘度，mPa.s	19497	6106	3107	1714
加入压裂液后原油粘度，mPa.s	50	31	31	6	降粘率，％	99.6	99.5	99.6	99.6

综合分析表6数据，无残渣压裂液具有良好的降粘效果。

(7)无残渣压裂液防膨性能实验数据表

表7无残渣压裂液防膨性能实验数据表

项目	防膨率％
项目	防膨率％	2.5％KCl	82
无残渣压裂液	83	2.5％KCl	82

由表中数据可看出，无残渣压裂液有较好的防膨性能。

5、无残渣压裂液现场应用情况

(1)工艺流程

现场配制无残渣压裂液工艺简单，只需2-3种添加剂。将无机盐水溶液、不饱和脂肪酸、无机碱水溶液，或者不饱和脂肪酸盐和无机盐水溶液在混砂车上混合，控制砂比在10％至80％之间，形成粘度适宜的压裂液，泵入井筒。

(2)现场应用情况

无残渣压裂液在大港油田难采区块进行了现场应用实验。实验井，压裂井段为2915.1m～2927.4m，停产前日产油0.23t，水0.06m³，压力系数0.7。该井累积产油3717t，产水804 m³。

施工时，采用排量3.1m³/min，总用液量为138.47m³，加砂量10m³，平均砂比22.5％，施工按照设计要求顺利实施。返排率达到94.1％，破胶液粘度是1.5mPa.s，而同一区块的常规植物胶压裂液的返排率仅为41.7％。实验井压裂后日产量10.67吨，增产倍数45.4倍。

实施例3～6及其效果试验

表8实施例3～6压裂液添加剂配比数据表

实施例	3	4	5	6
实施例	3	4	5	6	配制压裂液时不饱和脂肪酸的含量(克/300毫升)	6	9	12	18
配制压裂液时无机盐的含量(克/300毫升)	9	12	12	15	配制压裂液时不饱和脂肪酸的含量(克/300毫升)	6	9	12	18
配制压裂液时无机盐的含量(克/300毫升)	9	12	12	15	配制压裂液时无机碱的含量(克/300毫升)	4.5	5.4	6	6.3

表9实施例3～6的效果实验

温度，℃		30	40	50	60	70	80	90
温度，℃		30	40	50	60	70	80	90	压裂液粘度mPa.s	实施例3	60	91	162	179	69	38	17
实施例4	99	134	198	215	87	42	21			实施例3	60	91	162	179	69	38	17
实施例4	99	134	198	215	87	42	21	实施例5		115	159	213	261	109	61	37
实施例6	171	211	269	316	153	121	56	实施例5		115	159	213	261	109	61	37

Claims

1.一种无残渣压裂液，由增稠剂、辅助添加剂和水配制而成，其特征在于增稠剂选用十八个碳原子的不饱和脂肪酸或不饱和脂肪酸盐，辅助添加剂为水溶性无机碱、无机盐。

2.如权利要求1所述的无残渣压裂液，当采用不饱和脂肪酸、水溶性无机碱和无机盐配制时，其配制方法包括如下步骤：

3.如权利要求1所述的无残渣压裂液，当采用不饱和脂肪酸盐和无机盐配制时，其配制方法包括如下步骤：

A、按照增稠剂、辅助添加剂与水的重量比准备好配制材料，即十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐和水溶性无机盐总量∶水＝1∶10～1∶50(重量比)，其中十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐与水溶性无机盐的摩尔比为：十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐∶水溶性无机盐＝1∶12.6～1∶6.2；

B、将水溶性无机盐在搅拌条件下加入水中，使其完全溶解，配制成基液；

C、在搅拌条件下向基液中加入十八个碳原子的不饱和脂肪酸盐，搅拌至旋涡闭合，配制出无残渣压裂液。

4.如权利要求1所述的水溶性无机盐，其特征在于主要包括NaCl、KCl、NH₄Cl、NaAC(乙酸钠)。

5.如权利要求1所述的水溶性无机碱，其特征在于主要包括NaOH、KOH、LiOH。